限制500kV變電站系統短路電流的設計與實施

王 偉，王佳音

（1.內蒙古電力經濟技術研究院，內蒙古 呼和浩特 010090；2.內蒙古水利水電勘測設計院，內蒙古呼和浩特 010020）

0 引言

呼和浩特（簡稱呼市）電網供電區域包括4 個城區和5 個旗縣區。呼市電網是內蒙古電網的重要組成部分。呼市地區電網通過雙回500 kV 線路（即：永圣域～響沙灣I、II 回）與鄂爾多斯電網相連；通過雙回500 kV 線路（即：永圣域～寧格爾I、II 回）與薛家灣電網相連；通過8回500 kV線路（即：武川～察右中2 回、武川～旗下營2 回、永圣域～豐泉3 回和永圣域～旗下營1 回500 kV 線路）與烏蘭察布電網相連；通過雙回500 kV 線路及3 回220 kV 線路（即：武川～春坤山雙回500 kV 線路、惠川～土右雙回220 kV 線路和畢克齊牽引所～美岱召牽引所單回220kV 線路）與包頭電網相連。

呼市地區電網形成以城區為中心的220 kV 環網，同時各旗縣形成以220 kV 變電站為支點，通過110 kV 變電站向地區負荷供電的輻射狀供電結構。

隨著地區電源接入和網架不斷加強，呼市永圣域220 kV 側短路電流水平將超出50 kA，而現有220 kV 側常規開關設備的額定遮斷容量為50 kA，因此，需采取措施解決短路電流超標問題[1]。經多方案比選，結合呼市電網網架結構分析，在保證地區負荷供電的前提下，將永圣域主變220 kV 側分裂運行，能夠明顯降低永圣域220 kV 側短路電流水平。文中對500 kV 永圣域變電站220 kV 雙母線雙分段改造方案進行了分析計算并實施。永圣域220 kV 側短路電流降幅達到13 kA 左右，可降至37 kA 以內。

隨著近期規劃的盛樂500 kV 變的建設，永圣域220 kV 側短路電流水平在40 kA 左右，將從根本上解決永圣域220 kV側短路電流超標問題。

呼和浩特市電網十三五期間地理接線示意圖如圖1所示。

圖1 呼和浩特市電網十三五期間地理接線示意圖

1 永圣域500 kV變電站概況

永圣域500 kV 變電站站址位于內蒙古自治區呼和浩特市西南45 km 托克托縣永圣域鄉境內。該變電站已于2003年12月建成投運。

永圣域變現有2 臺750 MVA 主變，500 kV 出線現有7回，其中2回至響沙灣、1回至寧格爾、1回至旗下營、3 回至豐泉，擬建1 回，至大路煤矸石電廠（2 臺300 MW）。220 kV 出線現有12 回，分別為至昭君3回、燕山營2 回、臺閣牧1 回、豐泰電廠2 回、臺基營1回、盛樂220 kV 變2回、云中1回，220 kV 側已達到終期規模。220 kV 側原規劃為雙母線單分段接線，現已全部建成。

十三五初期，呼市電網形成了以武川、旗下營、永圣域3 座500 kV 變為頂點的三角形網絡，其中托克托、和林地區均是由永圣域通過3回220 kV線路形成的三角環網供電，同時永圣域與武川、旗下營同時形成500/220 kV 電磁環網，網絡結構緊密，供電聯絡線均在3 回及以上?，F有網絡可以滿足地區負荷和電源的送出需求，但由于永圣域與地區電網的聯絡較為緊密，為呼市電網的樞紐變電站，且直接和間接接入的電源項目較多，導致永圣域220 kV 側三相和單相短路電流水平較高。

根據地區電源建設規劃，2022 年將建成京能盛樂電廠2 臺350 MW 機組和大路煤矸石電廠2 臺300 MW 機組，分別間接接入永圣域220 kV 側和直接接入永圣域500 kV 側。屆時永圣域短路電流水平如表1所示。

表1 永圣域變電站短路電流水平（電廠接入后）

從表1 可以看出，隨著地區電源的接入，永圣域220 kV 側短路電流水平將超出50 kA，而現有220 kV側常規開關設備的額定遮斷容量為50 kA，因此，需考慮措施解決短路電流超標問題。永圣域500 kV 側短路電流也達到47 kA，而永圣域由于建設時間較早，500 kV 側部分開關設備額定遮斷容量僅為50 kA，而國內目前常規的500 kV 側開關設備額定遮斷容量為63 kA，建議盡快將500 kV 側的部分開關設備進行更換。

同樣由于永圣域變電站是500 kV 樞紐變電站，220 kV 系統采用雙母線雙分段接線方式后，在任一段母線發生短路故障時，可將停電范圍限制到最小，也為生產運行人員倒閘操作提供了便捷。

2 雙母雙分段改造

2.1 工程建設的規模

將永圣域主變220 kV 側母線由現有的雙母線單分段接線改造為雙母線雙分段接線，從而能夠實現將永圣域主變220 kV側分裂運行。近期為保證地區負荷供電可靠性，永圣域220 kV 側出線排序維持現狀。根據永圣域變220 kV 出線排列順序，分裂后和林地區將由永圣域2 號主變供電，托克托地區由永圣域1號主變供電，同時1 號主變與旗下營、武川仍維持電磁環網。近期永圣域主變分裂后地區正常運行方式潮流圖如圖2所示。

圖2 永圣域220 kV側母線分裂運行后正常方式潮流圖

2.2 主要設計原則

該期220 kV 配電裝置突破原規劃將雙母線單分段接線更改為雙母線雙分段接線。該期在原II 號母線上新建一個分段間隔，將原II 號母線分段為II、IV號母線。

2.2.1 電氣一次

永圣域500 kV變電站220 kV配電裝置布置在站區北側，架空向北出線，采用屋外支持管母線斷路器單列布置。分段間隔寬度為24 m。

經校驗，變電站部分500 kV設備短路開斷水平為50 kA，能滿足永圣域220 kV側分裂后，盛樂500 kV變投產前短路要求，但不能滿足永圣域主變220 kV 側分裂運行，盛樂500 kV 變及五里營220 kV 變投運后短路要求。220 kV、35 kV 設備均能滿足短路要求。因此，該期擴建暫不更換短路開斷水平為50 kA的500 kV 設備，待遠期不滿足時再更換。該期新增220 kV設備按短11路水平50 kA選擇。

該變電站新增的電氣設備選型應與站內現有設備型式相一致，以使配電裝置的布置整齊、美觀和運行檢修方便。

根據《內蒙古電力系統污區分布圖》（2011 年版），該變電站處于III（D）級污穢區。

2.2.2 系統保護

該期工程220 kV 部分由雙母線單分段接線改造為雙母線雙分段接線，站內原有雙套適用于雙母線單分段的220 kV 母線保護裝置不能滿足該期工程的要求，該次設計考慮對改造后的每組220 kV 母線配置雙套適用于雙母線雙分段接線的母線保護裝置，每套保護裝置組1面柜，共配置4面柜，其中2面占用原有母線保護柜屏位，2面占用備用屏位。

永圣域變配置的NS8000 型保護及故障信息遠傳系統為2010 年生產改造工程中更換的設備，設備容量不能滿足該期突破規模建設內容的接入要求，該期需要對原有裝置進行擴容。

2.2.3 調度自動化

永圣域500 kV 變電站原由國調華北調控分中心和內蒙中調實施兩級調度管理，其中220 kV 系統由內蒙中調調度管理。該期工程實施后，調度關系維持不變。永圣域500 kV 變電站電氣控制方式為微機監控的綜合自動化方式，該期新增的遠動信息由監控系統的測控單元完成，由原有遠動工作站收集所有遠動信息后利用原有通道向內蒙中調傳輸。

2.2.4 電氣二次

該工程根據永圣域500 kV變220 kV母線改造評審意見的要求，對原1號主變保護屏進行更換。原永圣域500 kV 變電站的計算機監控系統采用分層分布式結構，由于該工程220 kV 接線形式由雙母單分段改為雙母雙分段接線，突破了工程的遠景規模，原有監控系統需對后臺軟件進行現場修改。

原有監控系統的主機容量需滿足該期擴建的內容，該期按間隔配置對應的測控單元，將新增的測控裝置通過屏蔽雙絞線接入原有監控網絡。該期新建1 回220kV 分段間隔控制方式與原方式一致，采用微機監控方式。

原有直流系統設置兩組閥控式密封鉛酸蓄電池和2 套高頻開關電源作為充電、浮充電裝置，電壓220 V，供監控、繼電保護、自動裝置、UPS及事故照明等用電，不設端電池，蓄電池以浮充電方式運行。在各個繼電小室內均設有直流分屏。220 kV 1 號保護小室直流分屏沒有空余直流回路，無法滿足該期擴建要求，所以220 kV 1、2號保護小室所需直流電源都從220kV 2號保護小室直流分屏直接引接。

原有UPS 不停電電源系統容量及饋線回路滿足該次擴建需求。為防止誤操作，新增斷路器、隔離開關閉鎖接入原微機五防系統。由于接線形式的變化需廠家修改五防軟件，且需增加相應的硬件配置。

2.2.5 總交部分

該期工程為該變電站完善2 號母線分段間隔，布置在站區北側，占地面積0.03 hm2，擴建工程在原有圍墻內預留場地進行，不需新征用地。

2.2.6 土建部分

該次擴建內容為：220 kV 設備支架及設備基礎（斷路器基礎、隔離開關基礎、電流互感器支架、電壓互感器支架等），該次擴建沿用一期工程作法。

該期需拆除220 kV 母線支架（鋼管柱）及基礎一組；支柱絕緣子支架（鋼管柱）及1 變基礎各三個；由于該工程局部新建設備支架距離室外電纜溝很近，需考慮局部拆除并恢復電纜溝。220 kV 設備支架采用直縫焊接圓鋼管柱，每一設備下設單柱或多柱支撐，支架柱根部采用插入式杯口連接，橫梁采用型鋼。支架基礎均采用重力式混凝土獨立基礎。地下水埋深在-2.0 m 左右，施工時需采取降水措施，構筑物采用明溝排水方式。

3 電氣部分

3.1 電氣主接線

3.1.1 遠景規劃

永圣域500 kV變電站遠景規劃建設750 MVA主變壓器4 組，500 kV 出線10 回，采用一個半斷路器接線；220 kV 出線12 回，采用雙母線單分段接線，設2組母聯斷路器，1 組分段斷路器，母線分段處設置隔離開關。每組主變35 kV 側裝設3 組電抗1 組電容，采用單母線接線。

3.1.2 現狀與本期建設

目前，變電站已建設750 MVA 主變壓器2 組，500 kV 出線8 回（達拉特I、達拉特II、寧格爾I、寧格爾II、豐泉I、豐泉II、豐泉III、旗下營I）；2 回主變進線，8 回出線，組成4 個完整串和2 個不完整串；500 kV接線為一個半斷路器接線。220 kV配電裝置已建出線12回，按進出線可將母線分為：I、II母線側：燕山營II、臺閣牧、呼市熱電II、呼市熱電I、昭君I、昭君II、1 號主變；II、III 母線側昭君III、2 號主變、臺基營I、和林盛樂II、和林盛樂I、云中、燕山營I，采用雙母線單分段接線。該期220 kV 配電裝置突破原規劃將雙母線單分段接線更改為雙母線雙分段接線。該期在原II號母線上新建一個分段間隔，將原II號母線分段為II、IV號母線[3]。

3.2 電氣平面布置

500 kV 配電裝置布置在站區南側，架空向東西出線，母線采用懸吊管母線，配用垂直伸縮式母線隔離開關，斷路器三列布置。220 kV 配電裝置布置在站區北側，架空向北出線，采用屋外支持管母線斷路器單列布置。分段間隔寬度為24 m。

3.3 短路電流計算及電氣設備選擇

根據系統提供的永圣域主變分裂運行，盛樂500 kV變及五里營220 kV變投運后的遠期系統阻抗，計算得：500 kV 側短路電流為52.02 kA；1 號主變220 kV 側短路電流為38.046 kA；2 號主變220 kV 側短路電流為38.964 kA；35 kV主變側三相短路電流為35.388 kA。

根據系統提供的永圣域220 kV 側分裂后，盛樂500 kV 變投產前的近期系統阻抗，計算得：500 kV側短路電流為49.765 kA；1號主變220 kV側短路電流為36.849 kA；2 號主變220 kV 側短路電流為31.49 kA；35 kV主變側三相短路電流為34.15 kA。

經校驗，變電站部分500 kV設備短路開斷水平為50 kA，能滿足永圣域220 kV 側分裂后，盛樂500 kV變投產前短路要求，但不能滿足永圣域主變220 kV側分裂運行，盛樂500 kV 變及五里營220 kV 變投運后短路要求。220 kV、35 kV 設備均能滿足短路要求。因此，該期擴建暫不更換短路開斷水平為50 kA的500 kV 設備，待遠期不滿足時再更換。該期新增220 kV設備按短路水平50 kA選擇。

4 系統及電氣二次

4.1 保護現狀

內蒙古電網目前以500 kV 電網為主干網架，西起吉蘭太，東至塔拉，220 kV 電網向東西兩側延伸?，F網內220 kV 聯絡線路基本均配置了雙套全線速動主保護及階段式相間距離、接地距離及零序電流方向后備保護，兩套主保護分別采用不同生產廠家的設備，近幾年新建廠（場）、站的220 kV 線路保護執行兩面組柜，網內其它的220 kV 線路保護按三面組柜，220 kV 線路配置重合閘裝置。線路縱聯保護信號傳輸通道基本采用數字光纖通道，少數不具備條件的采用電力載波通道。網內變電站及電廠220 kV 母線根據需要配有雙套母線保護，220 kV 部分根據需要配置有集中式微機故障錄波器。重要的廠、站均配置保護及故障信息遠傳系統。

永圣域500 kV變電站現運行2臺主變，電壓等級為500/220/35 kV。220 kV 主接線為雙母線單分段接線，220 kV母線配置有2套微機型母線差動保護，型號分別為BP-2B+BP-2A。220 kV 出線12 回，分別至燕山營2回、臺閣牧1回、昭君3回、線路均配置雙套相互獨立的微機型全線速動保護，保護按三面組柜。永圣域變220 kV 側按小室配置有微機型故障錄波器，型號均為：YS-88A；站內配置一套保護及故障信息遠傳系統，型號為NS8000。

4.2 系統繼電保護配置

根據《繼電保護和安全自動裝置技術規程》規定以及內蒙古電網系統繼電保護的配置習慣，確定保護配置方案如下：

該期220 kV 部分由雙母線單分段接線改造為雙母線雙分段接線，站內原有雙套適用于雙母線單分段的220 kV 母線保護裝置不能滿足本期工程的要求，該次設計考慮對改造后的每組220 kV 母線配置雙套適用于雙母線雙分段接線的母線保護裝置，每套保護裝置組1面柜，共配置4面柜，其中2面占用原有母線保護柜屏位，2面占用備用屏位[4]。

永圣域變原有220 kV 側配置的2 套YS-88A 型線路故障錄波裝置為2001 年投產設備，裝置運行年限已超過12年，由于裝置運行年限較長，內部元件老化，設備廠家該系列產品已經下線，因此，該次設計考慮對其進行升級改造。

永圣域變配置的NS8000 型保護及故障信息遠傳系統為2010 年生產改造工程中更換的設備，設備容量不能滿足本期突破規模建設內容的接入要求，該期需要對原有裝置進行擴容。

4.3 其他要求

1）保護裝置均應具有以太網接口（光或電）和RS-485 接口，用于接入監控系統、保護及故障信息遠傳系統。全站采用統一對時，監控系統應具備足夠的對時接點提供給相應的保護裝置。對雙重化的保護應由兩組獨立直流蓄電池分別供電。

2）保護用電流互感器的準確性能應符合DL/T 866 的有關規定，其配置及二次繞組的分配應盡量避免主保護出現死區。接入母線保護各支路TA變比差不宜大于4倍。

3）系統繼電保護交流電流、交流電壓、直流電源回路的設計原則應滿足《電力系統繼電保護及安全自動裝置反事故措施要點》的要求。

5 結語

通過文中的分析可知，對于目前500 kV 變電站220 kV 系統較為普及的雙母線雙分段接線，在目前的技術條件下，可以解決短路電流超標的問題；并且，母線運行靈活，對于生產運行的操作提供了靈活方便，減少停電范圍，提高工作效率，同時，也降低了安全風險[5]。

目前，該500 kV 變電站220 kV 系統已經順利投產，為變電站的安全運行奠定了基礎。按照文中的思路設計的改造方案經歷了設備出廠驗收、現場聯調試驗和正式帶電運行，運行狀況良好，有效限制了短路電流，達到合理值[6]。對今后的工程具有重要的指導意義和較高的參考價值。